Дипломная работа: Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Насосы фирмы Shlumberger изготавливаются с большими диапазонами для различных условий эксплуатации. Они менее подвержены влиянию механических примесей, рассчитаны на очень длительный период бесперебойной работы (до 10 лет), снабжены высокоэффективными газосепараторами и эмульгаторами, способными извлекать нефть с большими газовыми факторами (до 1000 и более).

Электронный контроль позволяет прослеживать работу насосной установки в реальном времени и проанализировать каждую минуту работы насосной установки.

Использование УЭЦН фирмы Shlumberger сыграло решающую роль в создании программы перевода всех газлифтных скважин на работу УЭЦН.

2.2 Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева

По состоянию на 1.06.2006 г. на месторождении Мирзоева в фонде действующих скважин, дающих нефть, находились 16 скважин, оборудованная ЭЦН. В простое скважин не было. В бездействии находилась 4 скважины. Всего эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ЭЦН, составил 20 скважин.

Из действующего фонда ЭЦН в консервацию были переведены 3 скважины, в наблюдательный фонд - 2 скважин. Перевод осуществлялся в течение всего периода разработки месторождения в разные годы. Основными причинами перевода были: полная обводненность продукции скважин; отсутствие притока, либо очень слабый приток; большое содержание газа в продукции скважин одновременно с высокой обводненностью или малым дебитом; низкое пластовое давление.

На следующей диаграмме представлены количество скважин, находящихся в действующем фонде, в простое, в бездействующем фонде и в консервации. Для сравнения здесь же приведены данные по остальным способам эксплуатации, используемом на месторождении Мирзоева. Фонд ЭЦН по количеству превосходит фонд газлифтных скважин, а если учитывать скважины, находящиеся в консервации, то общий фонд ЭЦН по количеству скважин равен всему остальному фонду других способов эксплуатации (ЭЦН - 23 скважины; фонтан + газлифт + ШГН = 2+18+3 = 23 скважины).

Рис. 2.11 Диаграмма фонда скважин месторождения Монги по способам эксплуатации

На следующей диаграмме показана динамика общего фонда ЭЦН за период с 1993 по 2006 год и отдельно фонд скважин, оборудованных российскими ЭЦН и фирмы Shlumberger ЭЦН REDA. До 2000 года эксплуатация была только отечественными насосами. Начиная с 2001 года внедряются новые для НГДУ насосы фирмы Shlumberger. В 2005 году количество насосов этой фирмы начинает превосходить отечественные насосы. Общее количество скважин, оборудованных насосами ЭЦН растет за счет использования насосов REDA.

Рис. 2.12 Динамика фонда скважин ЭЦН

Вывод из бездействия скважин, оборудованных ЭЦН, как уже было отмечено, связан с большими трудностями, а значит и с большими затратами. Бездействующие скважины требуют капитального ремонта, то есть значительных затрат времени и средств. Одна скважина № 94 находится в капитальном ремонте, остальные (№№ 116, 74, 137) в ожидании капитального ремонта. Ремонты связаны с ликвидацией аварии - обрыв НКТ, улетевшие на забой вместе с кабелем и насосным агрегатом. Большие глубины скважин не позволяют быстро ликвидировать аварию. К тому же скважины, пробуренные на глубины 3200-3700 метров, с искривленным стволом. Отход от вертикали у практически вертикальных скважин может составлять сотни метров. Ситуация усугубляется наличием аварийного кабеля, сложившимся на «голове» аварийных НКТ.

Для каждого месторождения ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» был выведен предел рентабельности добычи нефти. Для месторождения Мирзоева этот предел установлен в 3 тонны нефти в сутки на скважину.

Пополнение фонда скважин ЭЦН будет производиться по мере приобретения центробежных насосов. Перевод будет осуществляться из фонда фонтанных и газлифтных скважин.

На следующей диаграмме видно, какое место занимает ЭЦН на месторождении Мирзоева в общей добыче. Дебит жидкости в два раза превосходит дебиты при фонтанной или газлифтной эксплуатации. Несмотря на самую высокую обводненность продукции дебиты нефти максимальные для данного вида эксплуатации.

Рис. 2.13 Дебиты скважин по способам эксплуатации

Внедрение газлифта в 1994 году оказало влияние на изменение действующего фонда по всем способам эксплуатации. Часть скважин перешла в газлифтный фонд. До 1999 года с увеличением газлифтных скважин уменьшалось количество скважин ЭЦН. В настоящее время происходит противоположная картина: растет количество скважин ЭЦН с одновременным уменьшением количества газлифтных скважин.

Прекращение фонтанирования, снижение добычи газа для компрессорного газлифта будут способствовать увеличению числа скважин, эксплуатируемых ЭЦН.

2.3 Анализ основных осложнений, возникающих при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева

На производительность установок ЭЦН существенное влияние оказывают следующие факторы:

· из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа;

· в трубах откладывается парафин.

На месторождении им. Р.С. Мирзоева основными осложнениями являются газ и парафин, поступающие вместе с добываемой нефтью.

Газ, поступающий в насос вместе с нефтью, как в свободном состоянии, так и в растворенный в ней, значительно облегчает добываемую продукцию. С падением плотности добываемой жидкости снижается основная сила, действующая в центробежных насосах - центробежная. Откачка жидкости ослабляется вплоть до полного отказа работы насоса.

Установки ЭЦН не могут работать с большими газовыми факторами. Большинство скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева, работают с газовым фактором около 50 м³/т. Три скважины работают с большим газовым фактором: скв. №№ 96, 112 - 100 м³/т, скв. №87 - 200 м³/т. Поэтому все скважины оборудуются газосепараторами.

При откачке парафинистой нефти парафин отлагается на стенках насосных труб, уменьшая в них проход для жидкости. При значительных отложениях парафина проход может сузиться настолько, что поступление жидкости будет затруднено и даже невозможно. Причиной выпадения парафина из нефти является его охлаждение при подъеме по НКТ. Отложение парафина наблюдается часто в скважинах, имеющих высокий газовый фактор, т. к. газ усиливает снижение температуры. Отложения парафина начинаются с глубин около 800-900 метров и до самого устья. Далее парафин может отложиться в трубах на поверхности до сборного пункта, что также может влиять на производительность насоса, т.к. с ростом сопротивления движению жидкости растет давление.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900--300 м до максимума на глубине 200--50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается.

Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Влияние солей несущественно и не оказывает практически никакого влияния на работу насосных установок. Малое содержание серы также не приносит проблем при добыче нефти. Дополнительные трудности создает низкое пластовое давление, которое продолжает падать, так как система ППД не обеспечивает компенсации отборов. Статические уровни некоторых скважин достигли величин 1900-2200 метров.

Таблица 2.1

Основные осложнения при работе ЭЦН на месторождении Мирзоева

Если суммировать все осложнения, возникшие за год на скважинах, оборудованных ЭЦН, то картина выглядит следующим образом.

Рис. 2.14 Диаграмма распределения видов осложнений работы ЭЦН

1- Заклинивание насоса - 2;

2- Снижение изоляции - 1

3- Изоляция «0» - 2;

4- Перегруз - 2;

5- Недогруз - 6;

6- Влияние газа - 11;

7- Влияние парафина - 7

Кроме основных осложнений на добычу нефти влияет повышенная обводненность продукции скважин. При подборе установки дополнительные трудности создают глубина и кривизна скважин. В отличие от большинства месторождений Сахалина, на месторождении им. Мирзоева песок практически не мешает добыче нефти. Разрушения призабойных зон не происходит. Соли и сера содержатся в незначительных количествах и не оказывают влияния на процесс добычи нефти.

2.4 Мероприятия, применяемые в НГДУ для борьбы с осложнениями при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению подачи насоса вплоть до нарушения подачи.

Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов:

· использование защитных приспособлений - газосепараторов, при помощи которых часть свободного газа отводится от приема насоса в затрубное пространство скважины, затем газ отводится с затрубного пространства в выкидную линию;

· увеличением погружения насоса под динамический уровень жидкости в скважину, в результате чего возрастает давление на приеме насоса и, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия газа. Значительная часть газа может раствориться в нефти, часть газа растворяется в пластовой воде. При давлениях равных или больших давления насыщения весь газ растворяется в нефти и его вредное влияние полностью прекращается. Для использования этого метода необходимо подбирать насосы с большим напором, дополнительно требуется кабель и НКТ.

Вредное влияние газа на месторождении им. Мирзоева снижается при помощи газосепараторов, установленных под насосом. Все без исключения скважины снабжены газосепараторами. Когда этой меры не хватает, приходится делать допуск ЭЦН на большую глубину.

При добыче малопарафинистой нефти, когда интенсивность отложений парафина невелика, во время подземных ремонтов насосные трубы на поверхности освобождают от парафина при помощи ППУ. Этот способ применяют в тех случаях, когда парафин отлагается медленно и не создает серьезных осложнений в течение нескольких месяцев.

При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют методы, которые не требуют остановки скважины и подъема труб на поверхность:

1) очистка труб механическими скребками, спускаемыми на проволоке с помощью лебедки. Соскребаемый со стенок труб парафин поднимается на поверхность вместе с продукцией скважины;